活性炭是滞留床去除放射性惰性气体的重要材料，保证活性炭性能在运行过程中始终满足设计要求，可以确保大部分的放射性物质被滞留其中，从而减少裂变产生的惰性气体向大气环境中排放。

自调试以来，田湾核电1、2号机组滞留床中活性炭已连续运行多年，且在实际运行过程中，滞留床前活性炭进气湿度比设计值大，后续滞留床运行过程中活性炭性能可能会继续下降。经中国原子能科学研究院进行的活性炭清洁解控监测、论证，田湾核电站T106大修期间从系统内更换下的活性炭因放射性核素浓度明显超过了标准中的免管要求，无法作为解控废物申请解控处置。

目前废物库空间压力越来越大，两台机组滞留床活性炭共计8罐，每罐约5平方米，共计约40平方米。随着活性炭性能的下降，必须进行活性炭的更换，从而保证机组的滞留床性能。但是，这样就使得放射性活性炭废物增多，也必然导致库存压力进一步加大。

如采购活性炭备件对机组系统内的活性炭进行更换，将产生大量的放射性废物。两台机组系统内共计8罐活性炭，每罐废旧活性炭处理需要约882万元，两台机组活性炭全部作为放射性废物处理约7056万元，将消耗大量的生产成本。

为解决上述问题，江苏核电公司技术支持处积极探索，通过一系列技术探索实施开展了滞留床活性炭的活化工作，使用活性炭干燥再利用技术设备，通过再生处理，降低废旧的、俄罗斯供应的活性炭的含水量，使其满足在绝对压力0.1兆帕和30℃条件下，对氪和氙的吸附系数高于设计值的14毫升/克和280毫升/克。

对比来看，对由俄罗斯供应的失效的放射性活性炭（不满足清洁解控的要求）进行固废处理，需要约882万元/罐的固废处理成本。而采购国产活性炭备品成本约10万元，并且能将失效活性炭进行活化再利用。同时，国产活性炭作为备品，使原有放射性固废转化为备件，减少了电站放射性固体废物，不仅节约了两台机组7000多万元的固废处理费用，还节省了新炭的采购成本。

这一项目的实施为机组滞留床活性炭的性能提升提供了可靠、方便、快捷的技术手段，也起到了保障机组安全运行、保护环境、保护公众的积极作用。

辽宁核电：在非核心厂区开发光伏发电项目

目前，全国正大力开发可再生资源，积极利用清洁可再生能源。中核辽宁核电有限公司积极响应国家政策，通过组织对徐大堡核电站厂区闲置区域进行深度挖掘开发，在厂区边坡、厂前区停车场及护岸、气象站等周边区域，分4期建设完成了厂区非核心区域10兆瓦光伏发电项目，有效地增强了施工电源可靠性，缓解了核电工程现场施工用电压力，降低了核电项目建设期用电成本。

在厂区220千伏线路投用后，10千伏线路属于闲置资源。因此，建设光伏项目对盘活固定资产，提高10千伏线路利用率具有重要意义。

徐大堡非核心区域10兆瓦光伏发电项目均采用总承包模式开发建设，有利于优化资源配置和组织结构，控制工程造价及提高全面履约能力，并确保质量和工期。同时，通过对比其他光伏电站建设周期及流程，辽核通过编制施工建安进度计划来控制总承包方施工工期，并与监理常驻现场进行施工管理。双方成立项目小组合署办公，采用“巡视、旁站、平行检验、抽检”等方法，进行了全面的检查和控制，保证工程质量和工期处于受控状态。

光伏项目通过精细化管理，委托专业化公司运维，年运行成本控制在20万元以下，比自主运维节省近百万元。同时，针对运维单位制定了《光伏电站运维管理程序》《光伏电站工器具管理程序》《光伏电站两票管理制度》《光伏电站运行岗位职责》《光伏电站运维薪酬及绩效考核管理办法》等管理制度，对运维单位的日常工作、汇报制度、绩效考核制度等各方面进行了明确规定。

项目自2015年8月5日并网发电以来，运行状况良好。截至2017年4月底，总发电量1389.441万度，总自用电量220.803万度，总上网电量1168.638万度，上网比例84.1%。经初步测算，项目各项指标均高于可研指标，电站年发电量约1400万千瓦时，年产值1000多万元，良好的运行业绩和经济效益已经得到股东方的认可。

核电厂前期建设中，施工用电负荷较低且多处在负荷末端，变压器空载及线路损耗较大，平均用电成本近1元/度电。徐大堡厂区分布式光伏发电项目创新采用自发自用、余电上网的运行模式，可作为核电厂建设期间施工用电的有力支撑，减少外购电，降低核电建设成本。初步估算，一个装机容量为10兆瓦的光伏电站，首年节约标准煤约4000吨，减排二氧化碳约为1.4万吨；整个光伏电站寿命周期内预计可节约标准煤95万吨，总减排二氧化碳30万吨，节能减排成效显著。